Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения - Дипломная работа

3 I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Геолого-физическая характеристика Илькинского месторождения 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения 1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 1.4 Физико-химическая характеристика пластовых жидкостей и газов Выводы по геологическому разделу II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Анализ показателей разработки 2.2 Применение установок электроцентробежных насосов дляэксплуатации скважин в условиях Илькинского месторождения 2.3 Подземное оборудование УЭЦН 2.4 Наземное оборудование УЭЦН 2.5 Применение УЭЦН в условиях Илькинского месторождения 2.6 Подбор оборудования УЭЦН к скважинам Илькинского месторождения Выводы по технологическому разделу III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Организационная и технико-экономическая характеристика Октябрьского цеха добычи нефти и газа 3.2 Экономическая характеристика НГДУ «Туймазанефть» 3.3 Расчет экономической эффективности 3.4 Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти Выводы по экономическому разделу ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ВВЕДЕНИЕ В настоящее время большинство нефтянных месторождения России и ближнего зарубежья находятся на последней стадии разработки. Снижаются средние дебиты жидкости и далее скважины переводятся на разработку низко проницаемых продуктивных пластов. Поэтому требуется всестороннее изучение технологического режима скважин и поиск решений, позволяющих эксплуатировать их более эффективно, и с наименьшими затратами. В скважинах работают ЭЦНУ с номинальной подачей жидкости от 10 до 250 м3/сут. Наибольшее число осложнений, включая полеты ЭЦН, происходит в скважинах, где применяются насосы малой и средней подачи жидкости (до 125 м3/сут). Реальная информация о распределении причин отказов оборудования насосной скважины также необходима при разработке организационно-технических мероприятий по устранению главных причин, для внесения соответствующих корректив в технологический режим скважин.[7] Выбрать оптимальный технологический режим достаточно сложено, так как, включает в себя учет ряда геолого-технологических, энергетических и технологических факторов. С 1997 года начато внедрение программно-технологического комплекса ПТК «Насос» v.3.0 для подбора глубинно-насосного оборудования и расчета оптимального технологического режима скважин. Процесс внедрения комплекса сопровождается решением ряда проблем и технологических задач, которые специалисты лаборатории техники и технологии добычи нефти цеха нефтепромышленных исследований, и производственных работ решали совместно с разработчиками программы. Использование ПТК «Насос» v.3.0 на нефтепромыслах показало, что запас для оптимизации технологического режима насосных скважин имеется на разный стадиях разработки месторождений, при различных технологических и технических условий. Отечественные установки электроцентробежного насоса начали применяться в 1986 году на Илькинском нефтяном месторождении. Обратим внимание что существенное влияние оказывает конструкция скважины - кривизна ствола, конструктивное исполнение насоса, диаметр эксплуатационной колонны. К югу от месторождения в 20 км. проходит электрифицированная железнодорожная магистраль Уфа - Самара. Среднегодовая температура составляет плюс 3?С. Из полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, имеются строительные материалы: известняк, гипс, гравий, песчаник, медистые песчаники, каменный уголь, Обзорная карта размещения месторождения приведена на рисунке 1. Толщина горизонта изменяется 6 - 11 м. Мощность отложений изменяется от 5 до 10 м [1]. 1.3 Общая характеристика продуктивных пластов Промышленно нефтеносными на месторождении являются пласты Д1kn и Д2kn кыновского горизонта (D3kn). Оценка степени распространения коллекторов, пределы колебаний эффективной толщины по продуктивным пластам приведены в таблице 1. Таблица 3 Свойства пластовой нефти Показатели Скважина № 39 исм Скважина № 59 исм Интервал перфорации, м 1971,0 - 1975,0 1925,2 - 1927,2 Температура пласта, ?С 33,0 35,0 Давление, МПа пластовое (принятое) на глубине отбора 18,7 12,0 18,7 13,5 Плотность нефти при разном давлении, кг/м? 19,62 МПа 17,17 МПа 14,71 МПа 12,26 МПа 9,81 МПа 852 - - - 846 854 862 861 859 858 Плотность разгазированной нефти, кг/м? 885 887 Коэффициент сжимаемости, 10?4 , МПа-1 6,2 7,5 Коэффициент термического, расширения 10?4, ?С 7,5 - Давление насыщения, МПа 9,9 7,4 Усадка нефти от Рпл (по объему), % 6,7 6,6 Газовый фактор, м?/т 25 32 Вязкость нефти в пластовых условиях менялась от 8,9 до 12,2 мПа·с, в среднем составляя 10,5 мПа·с. 59 59 59 59 Фонд нагнетательных скважин, скв. Он состоит из трех основных частей, расположение которых на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора. Сливной клапан установлен над обратным, и предназначен для слива жидкости из НКТ при подъеме их на поверхность.[9] 2.3 Подземное оборудование УЭЦН К подземному оборудованию установки электроцентробежного насоса относятся: - погружной электродвигатель, являющийся приводом насо